电气设备及运行课程学习手册(一)

 一般变电站日常操作与监视由调度机构或某中心变电所通过调度自动

化设施的“五遥”功能（遥测、遥信、遥调、遥控、遥视）进行。

2．5．2箱式变电站

以往常规的变电站称为土建变电站，电气设备全部或部分敞露在大气环境中，占地面积大，建设周期长。为了加快小型用户变电站的建设速度、减少变电站 的占地面积和投资，将小型用户变电站的高压电气设备、变压器、低压设备以及电能计量设备等按一定接线方案排成一体，在工厂内成套生产组装成箱式整体结构。在变电站现场完成基础施工后，将成套的箱式整体结构变电站运到现场安装后建成的变电站，称为高压/低压预装式变电站，简称箱式变。

 箱式变电站发展于20世纪60年代至70年代，是欧美等西方发达国家

推出的一种户

外成套变电站的新型变电设备，由于它具有组合灵活，便于运输、迁移、安装方便，施工周期短、运行费用低、无污染、免维护等优点，受到世界各国电力工作者的重视。

（1）箱式变电站特点

 ①占地面积小。一般箱式变电站占地面积仅为5～6㎡，甚至可以减少

到3～3.5㎡。

特别适合用于负荷密集的工业区和人口稠密的居民区等。可以使高电压供电延伸到负荷中心，减少低压供电半径，降低损耗。

 ②现场施工周期短，投资少。

 ③采用全密封变压器和SF6开关柜等新型设备时，可延长设备检修周

期，甚至可达

到免维护要求。

 ④外形新颖美观，可与变电站周围的环境相互协调。

（2）我国箱式变电站的发展

 我国箱式变电站是在70年代末首先从欧洲法国、德国等国引进而

发展起来的，最早

的名称为箱式变电站，以后有称组合(装)式变电站的，也有称户外成套变电站的。从90年代初我国又从美国引进了箱式变电站。由于欧洲的箱变和美国的箱变结构不同，为了区分，从而产生了“欧式箱变”和“美式箱变”的名称。

 欧式箱变（高压/低压预装式变电站）

从结构上采用高、低压开关柜，变压器组成方式。形象比喻为给高、低压开关柜、变压器盖了房子。

 美式箱变（组合式变压器）

在结构上将负荷开关，环网开关和熔断器结构简化放入变压器油箱浸在油中。避雷器也采用油浸式氧化锌避雷器。变压器取消油枕，油箱及散热器暴露在空气中。形象比喻为变压器旁边挂个箱子。

 现在我国将箱式变电站正式取名为：“高压/低压预装式变电站”（欧

洲式）；“组合式

变压器”（美国式）。

 90年代末期，特别是农网改造工程启动后，科研开发、制造技术

及规模等都进入了

高速发展，箱式变电站被广泛应用于城区、农村10～110kV中小型变(配)电站、厂矿及流动作业用变电站的建设与改造，因其易于深入负荷中心，减少供电半径，提高末端电压质量，特别适用于农村电网改造，

2．5．3 电气设备的绝缘耐热等级

绝缘耐热等级是指电气设备所用绝缘材料的耐热等级，分Y 、A、

E、B、F、H、C级。

各级的允许极限温度如下表。

 所谓允许极限温度是指电机绝缘材料的允许最高工作温度，它反应

绝缘材料的耐热性能。

 绝缘耐热等级为B级的绝缘材料，主要是由云母、石棉、玻璃丝经

有机胶胶合或浸渍而成的。

 所谓绝缘材料的极限工作温度，系指电机在设计预期寿命内，运行

时绕组绝缘中最热点的温度。

 根据经验，A级材料在105℃、B级材料在130℃的情况下寿命可达10

年，但在实际情况下环境温度和温升均不会长期达设计值，因此一般寿命在15～20年。

 如果运行温度长期超过材料的极限工作温度，则绝缘的老化加剧，

寿命大大缩短。

 所以电气设备在运行中，温度是寿命的主要因素之一。

2．5．5 电器的外壳防护等级

（1）电器外壳防护有以下两种型式：

 第一种型式

防止人体接触及（或）接近壳内带电部分和触及壳内的运动部件（光滑的转轴和类似部件等非危险运动件除外），以及防止固体异物进入电器外壳内部。

 第二种型式 防止水进入电器内部而引起有害的影响。 （2）

电器的外壳防护等级

 IP（International Protection）防护等级系统是由IEC

（International Electro technical Commission）所起草。  电器的防护等级代号由表征字母"IP"和附加在后的三位数字所组

成，三个数字分别代表三种受环境影响的不同状态。第三位数字常常被省略。每个数字的意义如下表所示：

（3）防护等级代号及其含义举例

例1：KEGCK（L）低压抽出式成套开关设备

 防护等级为IP30

含义： 第一个数字“3”表示能防止直径（或厚度）大于2.5mm的工具、金属线等进

入壳内；第一个数字“0”表示对外壳进水无防护作用。 

例2：KEXBW□-12共箱式变电站

 防护等级为IP33

含义：第一个数字“3”表示能防止直径（或厚度）大于2.5mm的工具、金属线等进 

入壳内；第一个数字“3”表示与垂直线成60°范围内的淋

水应无有害影响。

2．5．6 电气设备缺陷管理制度

运行中的电气设备发生异常，虽能继续使用，但影响安全运行称为缺陷。变电站发现设备缺陷后，应遵循设备缺陷管理制度进行处理。

（1）缺陷的分类

按对供、用电安全的威胁程度，缺陷可分为I、Ⅱ、Ⅲ三类。  I类缺陷： 是紧急缺陷，指缺陷严重程度已使设备不能继续安全运

行，随时可能导致发生事故或危及人身安全的缺陷，必须尽快消除或采取必要的安全技术措施进行临时处理。

 Ⅱ类缺陷：是重大缺陷，是指缺陷比较严重，但设备仍可继续短期

安全运行的缺陷，应在短期内消除，消除前应加强监视。

 Ⅲ类缺陷：为一般缺陷，是指近期对安全运行影响不大的缺陷，可

列入年、季度检修计划或日常维护工作中去消除。

（2）缺陷管理方法

巡视中发现缺陷后，必须及时、认真地填写缺陷通知单，注明缺陷类别，并提出初步处理意见，对于I类缺陷应立即向班长或单位电气负责人汇报。

（3）缺陷处理办法：

发现缺陷后，应认真分析产生缺陷的原因，并根据其性质和情况予以处理。

 I类缺陷。应立即设法停电进行处理。同时，要向本单位电气负责

人和供电局调度汇报。

 Ⅱ类缺陷。应向电气负责人汇报，尽可能及时处理；如不能立即处

理，务必在一星期内安排计划进行处理。

 Ⅲ类缺陷。不论其是否影响安全，均应积极处理。

对存在困难无法自行处理的缺陷，应向电气负责人汇报，将其纳入计划检修中予以消除。

任何缺陷发现和消除后都应及时、正确地记入缺陷记录簿中。

（4）缺陷记录的主要内容应包括：

设备名称和编号、缺陷主要情况、缺陷分类归属、发现者姓名和日期、处理方案、处理结果、处理者姓名和日期等。

（5）气负责人应定期(每季度或半年)召集有关人员开会，对设备缺陷产生的原因、发展的规律、最佳处理方法及预防措施等进行分析和研究，以不断提高运行管理水平。

2．5．5 电气设备定级

（1）设备定级的目的

设备定级是设备管理的内容之一，是全面掌握设备健康状况的重要措施，也是反映设备健康状况的综合指标，对于促进管好、用好、修好设备有很大的作用。

变电站设备以台（相）为单位每年对主要设备进行定级。

（2）设备分级及完好率

设备定级分为一、二、三级，一、二级设备均称为完好设备，一、二级设备为完好设备，完好设备与参加定级设备数量之比称为设备完好率。

要求各变电站设备完好率在100％，一级率在80％以上。新装和大修后的设备应满足一级设备的要求，经运行单位验收合格后方可投入运行。 3 第三单元(电力系统中性点运行方式)

3．1学习目的、要求：

 掌握：

①电力系统中性点的概念；

②中性点不接地系统在正常运行时，电压、电流值；

③中性点不接地系统在发生单相金属性（接地电阻为零）接地时，各相对地电压、中性

点对地电压、各线电压的变化情况；

④中性点不接地系统在发生单相金属性接地时，接地电流的变化及影响接地电流大小的

因素；接地电流的工程计算方法；

⑤完全接地（即接地相接地电阻为零，也称为金属性接地）；不完全接地（即接地相通

过一定的阻抗接地）的概念。两种接地形式电压、电流数值有什么不同。

⑥消弧线圈补偿的工作原理；

⑦中性点直接接地系统；

⑧中性点经阻抗接地系统工作原理。

⑨相量图分析小接地电流系统发生单相接地后电流电压的变化。  熟悉：

①中性点不接地系统单相接地故障时的特点；

②中性点不接地系统的适用范围；

③消弧线圈补偿的应用范围及补偿方式；

④中性点直接接地系统的应用范围；

⑤中性点经阻抗接地系统的应用范围。

 了解：

①中性点不接地系统经过渡电阻接地的概念；

②中性点不接地系统经过渡电阻接地与金属性接地二者电压、电流的比较；

③消弧线圈的结构；

④中性点直接接地系统在发生单相接地时的特点；

⑤中性点经阻抗接地系统在发生单相接地时的特点；

⑥电力变压器全绝缘与半绝缘的概念。

3．2学习重点

①小接地电流系统在发生单相金属性接地时，中性点对地电位的变化。

②小接地电流系统在发生单相金属性接地时，各相对地电压的变化情况。

③小接地电流系统在发生单相金属性接地时，线电压的变化情况。 ④中性点不接地系统在发生单相金属性接地时，接地电流的变化及影响接地电流大小的因素。

⑤中性点不接地系统在发生单相金属性接地时的运行处理方法。 ⑥消弧线圈补偿的工作原理、三种补偿方式及通常采用过补偿的理由；

⑦中性点直接接地系统可以降低电力系统的绝缘投资的分析。

3．5第三单元延伸阅读

小电流接地系统中单相接地故障的判断与处理

小电流接地系统是指采用中性点不接地或经消弧线圈接地的系统。在该系统中，如发生单相接地时，由于线电压的大小和相位不变(仍对称)，且系统绝缘又是按线电压设计的，所以允许短时运行而不切断故障设备，从而提高了供电可靠性。但是，若一相发生接地，则其它两相对地电压升高为相电压的倍，特别是发生间歇性电弧接地时，接地相对地电压可能升高到相电压的2.5～3.0倍。这种过电压对系统的安全威胁很大，可能使其中的一相绝缘击穿而造成两相接地短路故障。因此，值班人员应迅速寻找接地点，并及时隔离。

当中性点非直接接地系统发生单相接地时，一般出现下列迹象：

(1)警铃响，“x x千伏母线接地”光字牌亮，中性点经消弧线圈接地的系统，常常还有“消弧线圈动作”的光字牌亮。

(2)绝缘监察电压表三相指示值不同，接地相电压降低或等于零，其它两相电压升高为线电压，此时为稳定性接地。如果绝缘监察电压

表指针不停地来回摆动，出现这种现象即为间歇性接地。

(3)当发生弧光接地产生过电压时，非故障相电压很高，表针打到头，常伴有电压互感器高压一次侧熔体熔断，甚至严重烧坏电压互感器。

当小电流接地系统发生上述迹象时，值班人员应沉着冷静，及时向上级调度汇报，并将有关现象作好记录，根据信号、表计指示、天气、运行方式等情况，判断故障。各出线装有接地信号装置的变电所(站)，若装置正常投入，故障范围很容易区分，若报出母线接地信号的同时，某一线路也有接地信号，则故障点多在该线路上。若只报出母线接地信号，对于这种情况，故障点可能在母线及连接设备上。所以，处理时应注意：

(1)母线和某一线路都报出接地信号，应检查故障线路的站内设备有无异常。

(2)只报出母线接地信号，应检查母线及连接设备、变压器有无异常。如经检查，站内设备无异常，则有可能是某一线路有故障，而其接地故障信号装置失灵，应用瞬停的方法，查明故障线路。

当各出线未装接地信号装置时，首先应根据前面所述的特征，判明故障性质的相别；其次分网运行，缩小查找范围。在分网运行时，应考虑各部分之间功率平衡、继电保护的配合、消弧线圈的补偿等因素；然后再检查所内设备有无故障，如设备瓷质部分有无损坏，有无放电闪络，设备上有无落物，有无小动物及外力破坏，有无断线接地，检查互感器、避雷器、电缆头有无击穿损坏等；最后在确定所(站)内

设备没问题的情况下，可以汇报调度，用瞬停拉线查找法，依次断开故障所在母线上各分路开关。如果接地信号消失，绝缘监察电压表指示恢复正常，即可以证明所瞬停的线路上有接地故障。

查出故障线路之后，对于一般不重要的用户线路，可以停电并通知查找；对于重要用户的线路，可以转移负荷或者通知用户做好准备后停电查找故障点。

在某些情况下，系统的绝缘并没有损坏，而是由于其它原因产生断。如电压互感器内部某些不对称状态，可能报出接地信号，此种接地称为“虚幻接地”，应注意区分判发生故障时，电压互感器一相高压熔体可能熔断，而报出接地信号，此时应将电压互感器立即停运。又如变压器对空载母线充电时，由于开关三相合闸不同步，三相对地电容不平衡，可能使中性点发生位移，三相电压不对称，也报出接地信号，此时一旦投入一条线路或投入一台所用变压器，使谐振条件被破坏，此现象即可消失。

4 第四单元 （电弧的基本理论）

4．1学习目的、要求：

 掌握：电弧的形成过程；交流电弧熄灭条件及方法；交流电弧熄

灭条件的物理意义；

 熟悉：交、直流电弧的特性；电弧熄灭的微观条件及方法；金属灭

弧栅片的灭弧原

理。

 了解：熄灭电弧的难易与电流的性质有关；断路器开断电阻性电流

比开断电感性电流困难的原因；金属灭弧栅片在交流、直流开关中的灭弧原理。

4．2学习重点：

 电弧的形成过程；交流电弧的熄灭条件及方法。

5 第五单元（电气一次设备）

5．1学习目的、要求：

 掌握：高压断路器、隔离开关、熔断器、高压负荷开关、互感器、

母线、绝缘子的用途、分类、工作及结构原理；高压断路器铭牌数据（技术参数）意义；高压断路器的结构和灭弧原理；开关电器自能式熄弧、他能式熄弧的概念；熔断器熔件的分类及应用、限流式熔断器的概念；开关电器截流及截流过电压的概念；断路器、隔离开关操作原则；分相封闭母线外壳磁屏蔽的作用及结构原理；互感器的接线、取得零序分量的意义及方法；零序电流互感器的结构原理；互感器准确度等级。

 熟悉：高压隔离开关、负荷开关、熔断器的结构；母线的截面形

状、着色；电力电缆的结构；低压开关的类型、作用、低压开关的熄弧原理；小电流接地系统绝缘监察装置。

 了解：高压断路器操作机构的分类和特点；熔断器的保护特性；

认识电气设备的外观特征；S级电流互感器的特点及作用；电流互感器绕组串并联的作用；跌落式熔断器开断电流上下限的意义。

5．5 第五单元延伸阅读

5．5．4 关于断路器参考文献推荐

真空断路器及开关柜选型参考（作者：霍凤鸣等）

1 真空度的一般概念及行业标准的规定

1.1 真空度的划分

绝对压力低于工程大气压时，即为真空状态。绝对压力等于零的空间称绝对真空或理想真空。按照我国真空度的划分方法，真空压强在1.33×10-1～1.33×10-6Pa属于高真空。真空灭弧室真空度的范围包括在高真空区域内，通常真空度在1.33×10-4Pa以上。

[ Pa ] pascal（帕斯卡）的缩写，读作帕，是压强的单位，1Pa=1N/m2 (1帕＝1牛每平方米）。1标准大气压=760毫米汞柱=1.0136×105 Pa。

1.2 行业标准的规定

DL/T 403－2000《12～40.5kV高压真空断路器订货技术条件》第4.15条规定：真空灭弧室的允许储存期：20年。在允许储存期期末，真空灭弧室内部气体压强不得大于6.6×10-2Pa。同时，第5.1.2条规定：真空灭弧室随同真空断路器出厂时的真空灭弧室内部气体压强不得大于1.33×10-3Pa，其上应标明编号及出厂年月。

1.3 行业标准对真空度检验方法的影响

2 真空灭弧室触头磁场

真空断路器的开断电流在7kA以下时为扩散型电弧，采用普通平板型触头结构即可顺利开断。当开断电流超过7kA时，由于电弧聚集在一起，须将触头加工成特殊结构型式，由电弧电流本身形成磁场，强迫电弧运动或干涉电弧聚集，才能开断更大电流。平板型触头开断电流时，一旦形成

聚集型电弧，一般意味着开断失败。

真空灭弧室触头的磁场分横磁场、纵磁场及介于二者之间的强纵磁场，但强纵磁场属于横磁场结构。80年代以前，我国国产真空断路器灭弧室为横磁场结构；90年代以后，无论是进口产品还是国产产品，真空灭弧室以强纵磁场和纵磁场结构为主。

2.1 横磁场结构

横磁场结构灭弧室属于聚集型电弧，聚集型电弧又不同于真空电弧，属于高气压电弧。聚集型电弧能量集中，触头烧损严重,其常见结构见图2。

横磁场结构灭弧室的诞生，真空断路器突破了只能开断数kA以下的瓶颈，在电力及其它领域得到了广泛应用。但横磁场结构灭弧室很难进一步提高开断电流。另外，根据在国内的运行经验，横磁场结构灭弧室体积大，不易做到小型化；截流值高，约在十几至几十A，开断感性负载时容易造成较高的过电压；电磨损较重，电气寿命较短。

2.2 纵磁场结构

纵磁场结构灭弧室属扩散型真空电弧，电弧均匀分布于触头接触面上。纵磁场结构灭弧室的性能十分优越，开断电流突破了100kA，体积比横磁场结构灭弧室缩小了1/3，容易做到小型化；截流值低，约在5A以下，因此开断感性负载时产生的过电压水平较低；由于熄弧后，熔化的触头金属物绝大部分仍然凝结在触头接触面上，所以电磨损较轻，电气寿命较长，一般能达到几万次。

2.3 强纵磁场结构

强纵磁场结构的灭弧室虽然属于聚集型电弧，但它能够将聚集型电弧

分成许多并列支弧，从而减轻了触头烧损。强纵磁场结构灭弧室的性能，接近于纵磁场结构灭弧室，

3 真空断路器的永磁机构

永磁机构属电磁类操动机构，根据永久磁铁所处的保持位置可分为双稳态和单稳态机

构。双稳态是指动铁芯在开断与关合的行程终止的2个位置，不需任何能

量或锁扣即可保持；

单稳态是指永久磁铁只处于一个位置的保持。双稳态可以采用双线圈或单

线圈。永磁机构结

构简单，组成机构的零部件极少，一般仅数个，其中动铁芯是整个机构中

唯一的运动部件，

因此机械可靠性较高。双稳态双线圈永磁机构的原理见图5。

当断路器处于合闸位置时，动铁芯在最上端，线圈中无电流通过，永久磁铁利用动、静铁芯提供的低磁阻通道将动铁芯保持在合闸位置，而不需要任何机械闭锁。当有动作信号时，分闸线圈中流过电流，动、静铁芯中的磁场由线圈产生的磁场与永磁磁场叠加而成，向下的力超过向上的力，动铁芯在合成磁场力的作用下，完成断路器的分闸动作；反之，动作亦相同。

双稳态单线圈机构的合闸过程与双线圈机构相同，但同时要给分闸弹簧储能，因此合闸时能量较大；分闸时给线圈通以反向电流，使合成磁场为零，靠触头弹簧和分闸弹簧所储存的能量进行分闸。这种机构分、合闸共用一个线圈，结构简单，体积较小，分闸速度可以通过分闸弹簧来调整。

永磁机构随着动铁芯的移动，机构提供的作用力越来越大，出力特性和真空开关的负载特性较一致，通过优化设计，可使真空断路器获得较理想的速度特性；由于元器件极少，运动部件仅一个动铁芯，更容易实现断路器包括操动机构的免维护功能。

4 真空断路器的种类

4.1 分体式

分体式真空断路器的出现是由我国国情决定的，对我国真空断路器的普及起着相当重要的作用。分体式真空断路器有价格经济、旧柜改装方便等优势，在国内仍有相当的市场。

然而由于操动机构与本体不配套，产生的问题也较多。

a.由于操动机构与开关本体分别装于开关柜的不同位置，断路器的各项机械特性参数必须在开关柜上安装后进行调整试验，才有实际意义。加之分体式断路器连接杆件多、孔与销轴累计误差大，如果再由用户自己装调，很难调到最佳位置。

b.机构与断路器匹配性能差，如CD10、CT8的操作功远大于真空断路器的操作功。如CD10操动机构的合闸电流为90～120A，虽然可以将操作功转换到适应真空断路器的范围，但真空断路器的操作功一般为40A左右。

c.操动机构不是为某型真空断路器专门设计，而是可兼顾任何制造厂的装配，装配水平不易控制，不可能调到设计的最佳位置。因此分体式真空断路器只是普及中的一个过渡种类。

4.2 联体式

联体式真空断路器的操动机构与断路器的匹配性能、传动系统、电寿命、绝缘等需要进行全方位的优化设计。在机加工方面，一些制造厂还采用了柔性加工线、机器人操作等，使加工出的产品性能分散性小，稳定性高。由于出厂前各性能参数已在制造厂调好，现场不需要再调整，用户只需简单复测复试即可。

目前，大部分网上运行的真空断路器是分体式，但从技术角度分析，从维护系统安全考虑，普及联体式真空断路器会有利于提高真空断路器的整体运行水平。

4.3 落地式

早期生产的落地式真空断路器，问题较多。如窄型柜，相间和对地都需要加装绝缘隔板，构成复合绝缘，复合绝缘要求导体与绝缘隔板的10kV设备净空气距离大于30cm，窄型柜一般不易做到，常常使场强集中部位的绝缘隔板发热，加速绝缘老化。互换性较差，表明机械精度低，对隔离插头影响大，如果不同心，还会造成隔离插头发热。这些因素往往引发开关柜“火烧联营”。

4.4 中置式

中置式真空断路器与中置开关柜配套，是目前国际上较先进的成套开关装置。断路器小巧，互换性强，进出柜体轻便，受地坪平整度影响小，运行维护方便，比早期落地式断路器运行可靠。但中置式真空断路器集中检修时，因同时需要将多台断路器抽出柜外，所以中置式真空断路器的平台小车应具备落地功能，避免人为抬放断路器时摔损设备。

4.5 中置落地式

断路器定位于柜体中部的中间导轨上，由于每台断路器均自带手车，所以断路器进出柜体方便；互换性、地坪平整度影响方面与中置式断路器性能相同；这种真空断路器用户使用时更方便。

5 常见问题

5.1 合闸弹跳与分闸反弹

合闸弹跳是断路器在合闸时，触头刚接触后，又产生分离，即触即离，直到经过一段时间后才稳定接触。合闸弹跳期间，触头间产生预击穿电弧烧蚀触头，尤其重合闸时，触头烧蚀更严重一些。

抑制合闸弹跳，主要是提高对接式触头的抗熔焊能力，减小电磨损，防止触头接触面上产生拉丝形成尖角放电击穿及防止合闸弹跳过电压。 分闸反弹是近年来提出的一项技术指标，以行程幅值的百分数标识。造成分闸反弹的原因主要是分闸缓冲器特性不佳，在油断路器中分闸反弹一般在10mm左右，对断路器电气特性基本上没有不利影响，对被控制的电气设备一般也不构成威胁，然而真空断路器的开距只有10～20mm，所以抑制真空断路器的分闸反弹十分重要。早期真空断路器分闸反弹现象较为普遍，反弹量甚至达到100%，反弹幅值较高时，降低真空断路器的机械寿命，并有可能造成真空断路器开断后出现“滑相”现象。

一般来说，联体式断路器由于操动机构与断路器本体特性匹配，分闸反弹现象不甚明显。分体式真空断路器的分闸反弹要明显一些，或者说分体式真空断路器运行初期与运行后期相比，分闸反弹幅值变化较大。

5.2 高压开关柜的主绝缘材质问题

目前高压开关柜主绝缘材质为：SMC、DMC、BMC，即片状、团状、

块状模塑组合物。它们具有较高的物理、机械和介电性能，尤其是具有吸水少、优良的阻燃性、灭弧性和耐漏电性能。该类绝缘材质在运行中会发生闪络击穿、机械断裂等事故。

SMC为片状模塑料，模塑板材，要求机械强度较高的产品，表面积较大而几何形状和结构不复杂的薄壁、大中型制品，如开关柜隔板、灭弧筒、水箱板、轿车备胎仓、坐椅等，应采用SMC。

DMC为团状模塑料，模塑厚壁、结构复杂的中小型制品，如绝缘子、灭弧片、接触器、母线绝缘框、穿墙套等，应采用DMC。

在同一制品上，SMC和DMC不能混合使用。如果在采用SMC模塑的板材中掺加了DMC，会使制品机械强度下降，变形严重，影响主机开关柜的质量。

应当注意，合格的制品件的表面平整光亮，无麻孔、裂纹、缺料等缺陷，手感好、外观漂亮。喷漆仅能掩盖制品件的缺陷，并可使制品件降低甚至失去绝缘和耐电弧的性能。

另外，工业用SMC、DMC、BMC较电工用的成本要低，还有一些方法也能降低成本，但不保证绝缘材质的原有性能。

绝缘件表面打腻子、涂漆往往造成一些难以分析与预防的故障，所以除SMC、DMC、BMC外，应慎选表面涂漆的其它绝缘材质，或尽量不采用主绝缘材料表面涂漆的产品。

6 选型注意事项

6.1 开关柜主回路磁场对灭弧室磁场的影响

真空灭弧室是靠特制磁场熄灭电弧的，无论是横磁结构还是纵磁结构

灭弧室，当受到灭弧室以外的磁场影响时，将改变灭弧室内原有磁场。影响严重时，对横磁结构灭弧室来说，破坏了旋转磁场，使电弧不再旋转，而是固定在一点燃烧，从而降低了灭弧室的电气寿命。对纵磁结构灭弧室来说，破坏了扩散型电弧在触头表面的均匀分布，部分扩散型电弧将转变为聚集型电弧，同样降低了灭弧室的电气寿命。

目前如何确定导体磁场对灭弧室磁场的影响尚未有规定，只能由型式试验确定，所以开关柜选型时，应避免柜内主回路与灭弧室平行。一般，一种定型的开关柜只对应一个型式试验报告，如果改型，应重新做型式试验。自行改造开关柜时，应尽可能避免将进出线铜铝排与灭弧室平行布置，以避免影响真空灭弧室的磁场。

6.2 真空断路器的滑相

三相中性点不接地系统中，真空断路器开断后，经过Δt时间，其中两相断口再次击穿，

流过开断电流，此电流过零时能够再次熄灭，断口并不永久击穿，该现象

称为“滑相”或“开

断后两相再次重击穿”。DL/T 403-2000规定：在真空断路器规定的开断时

间之外，不允许出

现滑相。专家认为，在型式试验过程中，如果真空断路器开断出现滑相时，

应判为开断失败，

因为这是开断失败的先兆。出现滑相时表明，真空断路器性能或真空管的

性能不稳定。另外，

出现滑相时延长短路存在时间，对系统稳定不利。DL/T 615-1997《交流高

压断路器参数选

用导则》规定的真空断路器开断时间为：任一相燃弧时间不得大于15ms。

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6.3 首开相在开断中的分布与电气寿命

三相灭弧室熄弧时，总有某一相首先熄弧，该相称为“首开相”，首开相在三相中是随

机的，首开相在三相各相中出现的频率称为首开相分布。

中性点不接地系统首开相开断时工频恢复电压高，电流大，相对后两相来说开断困难一些。首开相如能开断，一般后开相均能顺利开断，但由于后开相燃弧时间长，电弧能量大，烧损严重。真空灭弧室是长寿命、免维护灭弧室，由于电气寿命长，累计电弧烧损量对触头来说影响显著，只有首开相在三相中分布均匀时，真空灭弧室才能够达到额定电气寿命，首开相分布均匀时，每相出现首开相的概率为1/3，后开相的概率为2/3。极端情况下，假如首开相分布极不均匀，总在某一相首先熄弧，那么其余两相就总是后开相，这两相的累计电弧烧损量就是真空断路器的实际电气寿命。可见，在这种极端情况下，真空断路器的实际电气寿命仅为额定电气寿命的2/3，首开相分布不均匀时，电气寿命是达不到额定电气寿命的。

6.4 分闸与合闸

6.4.1 定义

对断路器而言，不带电情况下的操作称分闸与合闸，其用时称为分闸时间和合闸时间，取消了固有分闸时间和固有合闸时间的称谓；带电情况下的操作称开断与关合，其用时称为开断时间、关合时间。

它们之间的差异在于不带电时没有燃弧时间和预击穿时间。

6.4.2 分闸时间的下限

以对分闸时间下限的要求，主要是考虑开断时直流分量的影响，尤其是发电机回路中的断路器。以往对分闸时间只规定一个不大于某范围的值，这种规定在型式试验中容易出现漏洞，如不规定分闸时间下限值，就难以确定断路器直流分量的开断水平。原因是在型式试验时，分闸时间有可能是最大值，直流分量已经有充分的时间衰减，没有考核到较严酷的开断条件。而实际运行中，分闸时间可能小于额定分闸时间，直流分量较高，导致实际运行比型式试验的条件还要苛刻。因此，在型式试验的开断试验中应按分闸时间允许值下限的直流分量做试验，而在运行中的分闸时间不得超过其规定值的上限值，所以，断路器应给出分闸时间的下限值。

6.4.3 合闸时间的变动范围

合闸时间主要是考虑合闸功的问题。同样，以往对合闸时间只规定一个不大于某范围的值，但在型式试验时，合闸时间可能远小于额定合闸时间，此时，合闸功较大，容易关合。实际运行中，合闸时间可能接近于额定合闸时间，操动机构的合闸功有所降低，没有考核到最不利的关合条件，难以确定关合试验条件的有效性。在型式试验时应将合闸时间尽量调至规定的最大值附近，在实际运行时，应尽可能缩短合闸时间。

7 结束语

电力系统对高压开关设备的选型侧重的是可靠性，而机械系统发

展需要降低成本，而电力系统有了可靠性才有经济效益，所以，高压开关设备的选型不应只图便宜，而一味地压价，留有一定余地换取设备的可靠性，也将有利于民族企业的发展。 

5．5．3 S级电流互感器

对于满足特殊使用要求(着重用于与特殊电度表相连接，这些电度表在0.05～ 6A之间，即额定电流5A的1%～120%之间的某一电流下能作准确测量)的和0.5S级电流互感器，在二次负荷为额定负荷的25%～100%之间的任一值 时，其额定频率下的电流误差和相位差应不超过下表所列限值。这些准确级主要用于额定一次电流为(25)、50A和100A以及其十进位倍数，额定二次电流为5A 的互感器。

5．5．4电流互感器结构原理 电流互感器结构原理

1普通电流互感器结构原理

电流互感器的结构较为简单，由相互绝缘的一次绕组、二次绕组、铁心以及构架、壳体、

接线端子等组成。其工作原理与变压器基本相同，一次绕组的匝数(N

1)较少，直接串联于电源线路中，一次负荷电流()通过一次绕组时，产生的交变磁通感应产生按比例减小的二次电流()；二次绕组的匝数(N2)较多，与仪表、继电器、变送器等电流线圈的二次负荷(Z)串联形成闭合回路，见图1。

图1 普通器结构原理图

由于一次绕组与二次绕组有相等的安培匝数，I1N1=I2N2，电流互感器额定电流比：。电流互感器实际运行中负荷阻抗很小，二次绕组接近于短路状态，相当于一个短路运行的变压器。

2 穿心式电流互感器结构原理

穿心式电流互感器其本身结构不设一次绕组，载流(负荷电流)导线由L1至L2穿过由硅钢片擀卷制成的圆形(或其他形状)铁心起一次绕组作用。二次绕组直接均匀地缠绕在圆形铁心上，与仪表、继电器、变送器等电流线圈的二次负荷串联形成闭合回路，见图2。

图2 穿心式电流互感器结构原理图

由于穿心式电流互感器不设一次绕组，其变比根据一次绕组穿过互感器铁心中的匝数确定，穿心匝数越多，变比越小；反之，穿心匝数越少，变比越大，额定电流比：/I2。

式中I1——穿心一匝时一次额定电流；

n——穿心匝数。

3 特殊型号电流互感器

3.1多抽头电流互感器。

这种型号的电流互感器，一次绕组不变，在绕制二次绕组时，增加几个抽头，以获得多个不同变比。它具有一个铁心和一个匝数固定的一次绕组，其二次绕组用绝缘铜线绕在套装于铁心上的绝缘筒上，将不同变比的二次绕组抽头引出，接在接线端子座上，每个抽头设置各自的接线端子，这样就形成了多个变比，见图3。

图3 多抽头电流互感器原理图

例如二次绕组增加两个抽头，K1、K2为50/5，K1、K3为75/5，K1、K4为100/5等。此种电流互感器的优点是可以根据负荷电流变比，调换二次接线端子的接线来改变变比，而不需要更换电流互感器，给使用提供了方便。

3.2不同变比电流互感器。

这种型号的电流互感器具有同一个铁心和一次绕组，而二次绕组则分为两个匝数不同、各自独立的绕组，以满足同一负荷电流情况下不同变比、不同准确度等级的需要，见图4。

图4 不同变比电流互感器原理图

例如在同一负荷情况下，为了保证电能计量准确，要求变比较小一些(以满足负荷电流在一次额定值的2/3左右)，准确度等级高一些(如1K1、1K2为200/5、0.2级)；而用电设备的继电保护，考虑到故障

电流的保护系数较大，则要求变比较大一些，准确度等级可以稍低一点(如2K1、2K2为300/5、1级)。

3.3一次绕组可调，二次多绕组电流互感器。

这种电流互感器的特点是变比量程多，而且可以变更，多见于高压电流互感器。其一次绕组分为两段，分别穿过互感器的铁心，二次绕组分为两个带抽头的、不同准确度等级的独立绕组。一次绕组与装置在互感器外侧的连接片连接，通过变更连接片的位置，使一次绕组形成串联或并联接线，从而改变一次绕组的匝数，以获得不同的变比。带抽头的二次绕组自身分为两个不同变比和不同准确度等级的绕组，随着一次绕组连接片位置的变更，一次绕组匝数相应改变，其变比也随之改变，这样就形成了多量程的变比，见图5(图中虚线为电流互感器一次绕组外侧的连接片)。

带抽头的二次独立绕组的不同变比和不同准确度等级，可以分别应用于电能计量、指示仪表、变送器、继电保护等，以满足各自不同的使用要求。

例如

当电流互感器一次绕组串联时(图5a)，1K1、1K2，1K2、1K3，2K1、2K2，2K2、2K3为150/5，1K1、1K3，2K1、2K3为300/5；

图5a 一次串联(两匝) 图5b 一次并联(一匝)

图5 一次绕组匝数可调、二次多绕组的电流互感器原理图

当电流互感器一次绕组并联时(图5b)，1K1、1K2；1K2、1K3；2K1、2K2；2K2、2K3为300/5；1K1、1K3；2K1、2K3为600/5。其接线图和准确度等级标准在铭牌上或使用说明书中。

3.4组合式电流电压互感器。

组合式互感器由电流互感器和电压互感器组合而成，多安装于高压计量箱、柜，用作计量电能或用作用电设备继电保护装置的电源。

组合式电流电压互感器是将两台或三台电流互感器的一次、二次绕组及铁心和电压互感器的一、二次绕组及铁心，固定在钢体构架上，浸入装有变压器油的箱体内，其一、二次绕组出线均引出，接在箱体外的高、低压瓷瓶上，形成绝缘、封闭的整体。一次侧与供电线路连接，二次侧与计量装置或继电保护装置连接。

根据不同的需要，组合式电流电压互感器分为V/V接线和Y/Y接线两种，以计量三相负荷平衡或不平衡时的电能，见图6(a)、(b)。

(a)两台电流互感器和电压互感器V/V接线 (b)三台电流互感器和电压互感器Y/Y接线

图6 组合式电流电压互感器

3.5随着二次回路继保及测量仪表增加而需要增加CT负荷时，可以选用串联方法。

理论上是：电流互感器二次电流，不会随所带负荷（表计或继保）而改变，只与一次侧电流有关，也就是说电流互感器二次侧相当于一个“电流源”。

两个电流值相同的“电流源”同名串联后，输出电流仍等于单个“电流源”时的值，这样，电流互感器一、二次电流之比仍等于使用单个互感器时的变比，也可以说变比不变。

当二次侧所带的继保或电仪表计增加时（即负荷增加），只会引起二次侧线圈输出电压上升，不会影响其输出电流（因为二次侧是个“电流源”）。

当两个电流互感器线圈串联后，每个二次线圈分担的输出电压只是为二次线路负荷的一半，两个线圈一起，输出的额定电压可以达到单个额定电压的两倍，故称容量增加，即下面可以多带一些负荷，就是继保测量和电仪表计。

所以，当随着二次回路继保及测量仪表增加而需要增加CT负荷时，可以选用串联方法。

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